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Gesellschaft

Drohende Gasmangellage in 2027

Die deutschen Gasspeicher starten mit vergleichsweise niedrigem Füllstand in den Herbst. Eine Modellrechnung sieht in 28,9 Prozent der Szenarien eine Unterdeckung.

Christian Muschick ·

Liniendiagramm mit vier Perzentilpfaden der modellierten deutschen Gasspeicherfüllstände von September 2026 bis März 2027
Modellierte Entwicklung der deutschen Gasspeicherfüllstände in 10.000 Szenarien. Dargestellt sind das 5., 25., 50. und 95. Perzentil. Grafik: kronshagen.news nach der Modellrechnung der Alexandriner Holding GmbH vom 12. September 2026.

Am 12. September lagen 136 Terawattstunden Erdgas in den deutschen Speichern, gut 55 Prozent der Gesamtkapazität. Die niedrigen Füllstände treffen auf eine seit dem Konflikt mit Iran volatile Marktlage. Die Bundesnetzagentur verweist zugleich darauf, dass Händler ihre Lieferpflichten heute stärker über ein Zusammenspiel aus Speichern, Pipelinegas, Flüssiggas und Terminmarktgeschäften absichern.

Der Präsident der Bundesnetzagentur, Klaus Müller, verwies darauf, die gespeicherte Menge sei bereits größer als die Entnahme im gesamten vergangenen Winter und die Flüssiggasterminals an der Küste seien nur zu 45 Prozent ausgelastet. Der Speicherverband INES sprach am selben Tag von historisch niedrigen Ständen. Gleichzeitig steigen die Gaspreise am Spotmarkt dynamisch – was auf zunehmenden Druck am Markt hindeutet.

Vor diesem Hintergrund haben wir eine statistische Modellierung erstellt: Aus den Wintermitteltemperaturen des Deutschen Wetterdienstes seit 1977, den Oktobertemperaturen seit 1991, dem aus dem Jahresverbrauch abgeleiteten Zusammenhang zwischen Kälte und Gasnachfrage sowie den täglichen Füllstandsdaten der Bundesnetzagentur entstand ein Bilanzmodell über 200 Tage. Es simuliert 10.000 zufallsgenerierte Szenarien mit der Monte-Carlo-Methode.

In 2.887 dieser 10.000 Winter reicht das Gas nicht. Das Risiko einer Gasmangellage liegt bei 28,9 Prozent.

Der Oktober entscheidet, nicht der Januar

Die Zahl fällt vor allem deshalb so hoch aus, weil die Speicher am 1. November im Modell voraussichtlich nur zu rund 63 Prozent gefüllt sein werden. Für die meisten Speicher gilt dann eine gesetzliche Zielvorgabe von 80 Prozent, für sechs benannte Anlagen jedoch nur 45 Prozent. In der Gesamtbetrachtung entspricht das nach Angaben der Bundesnetzagentur einem Füllstand von rund 70 Prozent. Das Modell verwendet 80 Prozent als einheitlichen Wiederbefüllungs-Benchmark; dieser strengere Vergleichswert wird nur in 0,4 Prozent der Durchläufe erreicht.

Der Grund ist einfache Arithmetik: Der deutsche Gasbedarf liegt im September bei 1,25 Terawattstunden am Tag. Im Oktober sind es 2,08, im November 3,15. Eingespeichert wird, was die Lieferanten über den laufenden Verbrauch hinaus einkaufen. Bleibt die Beschaffung dort, wo sie heute liegt, wird im Oktober nicht langsamer gefüllt, sondern bereits entnommen.

Genau so ist es im vergangenen Jahr gelaufen. Im Oktober 2025 dominierten nach Angaben von INES bereits die Ausspeicherungen; der Jahreshöchststand fiel in den frühen Oktober. In den Jahren davor lag er am 4. November 2023 und am 3. November 2024.

Um die derzeitige Einspeicherrate von etwa 0,45 Terawattstunden am Tag durch den Oktober zu tragen, müsste der Einkauf um rund die Hälfte steigen. Technisch wäre das möglich: Die Terminals sind zu 45 Prozent ausgelastet, das Mukran-Terminal in der Ostsee sogar nur zu drei Prozent. Ökonomisch fehlt der Anreiz. Wintergas ist derzeit kaum teurer als Sommergas, und wer unter diesen Bedingungen nicht einspeichert, handelt betriebswirtschaftlich korrekt.

Was eine Mangellage praktisch bedeutet

Deutschland befindet sich seit dem 1. Juli 2025 wieder in der Frühwarnstufe des Notfallplans Gas, der niedrigsten von drei Stufen. Bundesministerin Katherina Reiche hatte die Alarmstufe damals aufgehoben. In der Frühwarnstufe beobachten die zuständigen Stellen die Lage besonders eng; marktbasierte Maßnahmen haben weiterhin Vorrang.

Erst die dritte Stufe, die Notfallstufe, ändert die Rechtslage. Sie wird nicht vom Ministerium ausgerufen, sondern von der Bundesregierung per Rechtsverordnung. Von diesem Moment an wird die Bundesnetzagentur zum sogenannten Bundeslastverteiler und darf anordnen, wer noch wie viel Gas bekommt.

Für Privathaushalte ist das unmittelbare Risiko einer Versorgungskürzung zunächst gering. Nach § 53a Energiewirtschaftsgesetz gelten drei Gruppen als geschützte Kunden: Haushalte, grundlegende soziale Dienste wie Krankenhäuser, Schulen und Pflegeheime sowie Fernwärmeanlagen, soweit sie Haushalte versorgen und nicht auf andere Brennstoffe umstellen können. Diese Gruppen genießen besonderen Schutz. Er ist allerdings nicht absolut; die Bundesnetzagentur nennt Verbrauchsreduktionen beim nicht lebenswichtigen Komfortbedarf geschützter Kunden als mögliche spätere Maßnahme.

Industrie- und Gewerbebetriebe sind nicht allein wegen ihrer Unternehmenseigenschaft geschützt. Maßgeblich sind die gesetzlichen Kriterien; einen Schutzstatus können Betriebe nicht frei wählen. Die Bundesnetzagentur stellt das ausdrücklich klar. Nicht geschützte Kunden mit registrierender Leistungsmessung können dagegen von Verbrauchsreduktionen betroffen sein.

Wie Verbrauchskürzungen entschieden würden

Eine feste Reihenfolge nach Branchen gibt es nicht. Die Bundesnetzagentur schreibt dazu selbst, eine immer gültige Rangfolge lasse sich weder aus einzelnen Normen noch aus dem Verhältnismäßigkeitsgrundsatz herleiten. Sie hat stattdessen sechs Kriterien veröffentlicht: Dringlichkeit, Anlagengröße, Vorlaufzeit für ein geordnetes Herunterfahren, volks- und betriebswirtschaftlicher Schaden, Kosten und Dauer der Wiederinbetriebnahme sowie die Bedeutung für die Versorgung der Allgemeinheit.

Konkreter sind die bereits veröffentlichten Entwürfe der Abschaltverfügungen. Eine ratierliche Allgemeinverfügung würde rund 40.000 Unternehmen zu einer prozentualen Verbrauchssenkung verpflichten, berechnet auf Grundlage der sieben Gastage vor Erlass. 79 besonders schützenswerte Produktionsbereiche wären ausgenommen, darunter Landwirtschaft, Lebensmittelherstellung und Pharma. Für Großverbraucher ab zehn Megawattstunden Anschlusskapazität pro Stunde sind Einzelverfügungen vorgesehen. Angekündigt werden sollen solche Anordnungen möglichst 72 Stunden im Voraus. Wer sich nicht daran hält, riskiert ein Bußgeld bis 100.000 Euro; bei Wiederholung sieht das Gesetz bis zu zwei Jahre Freiheitsstrafe vor.

Die Datengrundlage dafür steht bereits. Seit September 2022 betreibt die Bundesnetzagentur die Sicherheitsplattform Gas, auf der sich die 2.500 größten Gasverbraucher des Landes registrieren müssen und ihre Verbräuche sowie ihre Einsparpotenziale melden.

Der Preis kommt vor der Knappheit

Für Haushalte ohne Belieferungsverträge mit Preisbindung – oder bei im Winter auslaufender Preisbindung – wird ein knapper Winter aber lange vor einer Abschaltung spürbar – auf der Rechnung. Der TTF-Frontmonat, der europäische Referenzpreis für Erdgas, notierte Mitte September bei rund 80 Euro je Megawattstunde und damit 143 Prozent über dem Vorjahr. Vor Beginn der Blockade der Straße von Hormus im Februar lag derselbe Kontrakt unter 32 Euro.

Beim Endkunden ist davon bisher wenig angekommen. Der BDEW weist für August 2026 einen Durchschnittspreis von 11,93 Cent je Kilowattstunde für Einfamilienhäuser aus. Die Stadtwerke Kiel verlangen in der Grundversorgung seit Januar 13,176 Cent je Kilowattstunde zuzüglich 177,36 Euro Grundpreis im Jahr für die übliche Verbrauchsstufe. Entlastend wirkte die Abschaffung der Gasspeicherumlage zum 1. Januar 2026, die einen Musterhaushalt mit 20.000 Kilowattstunden knapp 58 Euro im Jahr kostete. Gegenläufig wirkt der CO2-Preis, der 2026 vom Festpreis auf ein Auktionsverfahren mit einem Korridor von 55 bis 65 Euro je Tonne umgestellt wurde und denselben Haushalt zwischen 263 und 311 Euro im Jahr kostet.

Die eigentliche Rechnung kommt allerdings erst im Sommer. In 57 Prozent der simulierten Verläufe endet der Winter unter 30 Prozent Speicherfüllstand, ganz überwiegend ohne dass physisch etwas passiert wäre. Um bis zum 1. November 2027 wieder auf den im Modell gewählten Benchmark von 80 Prozent zu kommen, wären dann rund 135 Terawattstunden nachzukaufen – beim heutigen Preisniveau etwa 10,5 Milliarden Euro, beim Niveau vom Februar rund 4,3 Milliarden. Höhere Wiederbeschaffungskosten könnten mit Verzögerung in künftige Tarife einfließen. Eine konkrete Wirkung auf einzelne Haushalte lässt sich daraus nicht berechnen.

Können Versorger ausfallen?

Fällt ein Lieferant aus oder lässt sich ein Energiebezug keinem Liefervertrag mehr zuordnen, greift für Haushaltskunden im Niederdrucknetz die gesetzliche Ersatzversorgung.

Für Kunden ist das kein Versorgungsproblem, wohl aber ein Kostenproblem. Nach § 38 Energiewirtschaftsgesetz springt automatisch der örtliche Grundversorger ein, längstens für drei Monate. In Kronshagen wären das die Versorgungsbetriebe Kronshagen, in Kiel die Stadtwerke. Die Ersatzversorgung ist in der Regel deutlich teurer als der gekündigte Vertrag, und wer nicht rechtzeitig einen neuen Anbieter sucht, rutscht danach in die Grundversorgung.

Die Krise von 2022 zeigte außerdem, dass der Staat bei systemrelevanten Importeuren eingreifen kann. Das im Energiesicherungsgesetz vorgesehene Preisanpassungsrecht für gestiegene Beschaffungskosten wurde damals nicht aktiviert.

Was 2022 gezeigt hat

Der deutsche Gasverbrauch fiel 2022 von 1.029 auf 847 Terawattstunden, ein Minus von 17,6 Prozent. Darin spiegelten sich sowohl Einsparungen als auch die schwächere Produktion energieintensiver Betriebe.

Das Statistische Bundesamt hat die Entwicklung für die energieintensiven Industriezweige nachgezeichnet. Zwischen Februar 2022 und März 2026 ging deren Produktion um 15,2 Prozent zurück. Am härtesten traf es die Glas-, Keramik- und Baustoffindustrie mit einem Minus von 25 Prozent, gefolgt von Papier mit 18,5 und Chemie mit 18,1 Prozent. In diesen Branchen gingen 53.200 Arbeitsplätze verloren. Die Industrie insgesamt verlor im selben Zeitraum 9,5 Prozent ihrer Produktion.

Besonders empfindlich reagieren Betriebe, die Erdgas nicht nur zum Heizen, sondern auch als Rohstoff oder für Prozesswärme benötigen.

Bemerkenswert daran ist, dass all das geschah, ohne dass je die Notfallstufe ausgerufen wurde. Die Kürzungen folgten dem Preis, nicht regulatorischer Maßnahmen.

Die Lage vor Ort

Grundversorger im Kronshagener Gasnetz ist bis Ende 2027 die gemeindeeigene Versorgungsbetriebe Kronshagen GmbH. Haushalte mit Gasheizung haben es damit im Grund- oder Ersatzversorgungsfall mit einem lokalen kommunalen Versorger zu tun.

Dasselbe gilt für die Wärme. Kronshagen betreibt ein eigenes Wärmenetz und setzt in seiner kommunalen Wärmeplanung auf Geothermie am Grandplatz.

In Kiel sieht es anders aus. Das Fernwärmenetz der Landeshauptstadt versorgt rund 70.000 Haushalte und Einrichtungen. Sein Herzstück ist das Küstenkraftwerk K.I.E.L. mit zwanzig Gasmotoren. Die aktuelle Technikseite der Stadtwerke nennt 191 Megawatt elektrische und 200 Megawatt thermische Leistung. Die Müllverbrennung trägt die thermische Grundlast, bei höherem Bedarf ist das gasbetriebene Küstenkraftwerk zentral. Fernwärme für Haushalte fällt grundsätzlich in den geschützten Bereich des § 53a EnWG, soweit die dort genannten Voraussetzungen vorliegen. Ein Wärmespeicher mit rund 1.500 Megawattstunden kann die Kieler Fernwärmeversorgung nach Angaben der Stadtwerke zeitweise stützen.

Einen Umstand hat Kiel den meisten deutschen Städten voraus: Die Stadtwerke verfügen im Stadtteil Rönne über eigene Gaskavernen mit einer Gesamtkapazität von über 85 Millionen Kubikmetern. Die Kaverne K102 mit 50 Millionen Kubikmetern dient seit 1996 ausdrücklich der krisenfesten Bevorratung. Umgerechnet entspricht die Gesamtkapazität grob 850 Gigawattstunden und damit rund zwei Dritteln dessen, was die Stadtwerke in einem Geschäftsjahr an Erdgas absetzen. Das ist regional eine ungewöhnlich komfortable Ausgangslage.

Für die regionale Wirtschaft enthält das bundesweite Modell keine eigene Berechnung. Belastbar ist nur: Je stärker ein Betrieb Erdgas für Prozesswärme oder als Rohstoff benötigt, desto eher können hohe Preise oder behördliche Reduktionsvorgaben die Produktion treffen.

Eine Umfrage des Unternehmensverbands Unterelbe-Westküste vom November 2022 ergab damals, dass sich 13 Prozent der über hundert befragten Betriebe durch die Energiekosten in ihrem Betrieb bedroht sahen und 15 Prozent keine Anschlussverträge für Gas mehr bekamen.

Der Landesverbrauch ist seit der Krise deutlich gesunken. Im Netz der Schleswig-Holstein Netz AG, dem größten Gasnetzbetreiber des Landes, wurden 2024 rund 27.647 Gigawattstunden verbraucht, 9,5 Prozent unter dem Fünfjahresmittel.

Was wer noch tun kann

Eine gesonderte Sensitivitätsrechnung lässt sich nutzen, um die Hebel zu vergleichen. Jeder Wert unten steht für eine einzelne Maßnahme, alles andere bleibt unverändert. Ihr Ausgangspunkt liegt bei 28,7 Prozent; die geringfügige Abweichung zu den 28,9 Prozent des Monatsmodells entsteht durch die tagesgenaue Vergleichsrechnung.

Maßnahme Risiko danach
Verbrauch sinkt um 2,5 Prozent 20,3 %
Verbrauch sinkt um 5 Prozent 13,2 %
Verbrauch sinkt um 10 Prozent 4,7 %
Raumtemperatur ein Grad niedriger 16,5 %
Einspeicherrate steigt auf 0,80 TWh/Tag 22,5 %
Einspeicherrate steigt auf 1,10 TWh/Tag 19,8 %
Winterimporte steigen auf 2,95 TWh/Tag 21,0 %
Winterimporte steigen auf 3,05 TWh/Tag 14,5 %
Sparen um 5 Prozent und Importe auf 2,95 8,3 %

Unter den gewählten Modellannahmen reagiert das Ergebnis besonders stark auf einen geringeren Verbrauch. Fünf Prozent weniger Verbrauch halbieren das Risiko mehr als jede realistische Steigerung der Einspeicherung. Ein Grad weniger Raumtemperatur entspricht ungefähr sechs Prozent Heizenergie und drückt das Risiko von 28,7 auf 16,5 Prozent.

Was die einzelnen Akteure beitragen können:

Haushalte. Ein Grad niedrigere Raumtemperatur, entlüftete Heizkörper, ein hydraulischer Abgleich und eine korrekt eingestellte Vorlauftemperatur sind der wirksamste Beitrag – und der einzige in dieser Liste, der sofort und ohne Genehmigung funktioniert. Wer die Rechnung fürchtet, sollte zusätzlich seinen Tarif prüfen: Zwischen Grundversorgung und Alternativanbietern liegen derzeit erhebliche Beträge.

Unternehmen. Wer als Betrieb mit Leistungsmessung am Netz hängt, sollte wissen, ob er unter die 79 ausgenommenen Produktionsbereiche fiele, und ob er kurzfristig auf einen anderen Energieträger wechseln kann. Genauso wichtig: Lieferverträge und Versicherungsdeckungen darauf prüfen, was bei Ausrufung der Alarm- oder Notfallstufe passiert. Diese Klauseln greifen, lange bevor tatsächlich gekürzt wird.

Händler und Importeure. Sie entscheiden über die Einspeicherung. Der Hebel ist real, aber begrenzt: Selbst eine Verdopplung der Einspeicherrate senkt das Risiko nur von 28,7 auf knapp 20 Prozent, weil die Zeit bis November nicht reicht.

Der Bund. Zwei Stellschrauben. Die eine ist die Anreizlage: Solange Wintergas nicht teurer ist als Sommergas, lohnt Einspeichern nicht. Ein Gasreservegesetz ist in Arbeit, wirkt nach derzeitigem Stand aber frühestens 2027. Die andere ist die Beschaffung selbst – die Winterimporte bewegen das Ergebnis stärker als alles andere in der Tabelle, hängen aber am Wettbewerb mit asiatischen Käufern und damit am Preis.

Kommunen und Stadtwerke. Die kommunale Wärmeplanung, in Kronshagen im Sommer 2025 abgeschlossen, ist das Instrument, das die Abhängigkeit mittelfristig senkt. Für diesen Winter ändert sie nichts. Kurzfristig zählt, ob die Notfallpläne stehen: Wer sind die geschützten Abnehmer vor Ort, welche Einrichtungen haben eine Zweitversorgung, und wie wird kommuniziert, wenn es eng wird.

Die Modellrechnung endet in gut 71 Prozent ihrer Szenarien ohne rechnerische Mangellage. Getragen wird diese Quote davon, dass die Winter milder geworden sind – seit 1977 um 0,55 Grad je Jahrzehnt. Die Streuung ist dabei unverändert geblieben. Strenge Winter sind seltener geworden, nicht unmöglich. Ein Winter unter minus 1,3 Grad im Mittel, wie zuletzt 2009/10, hat noch zwei Prozent Eintrittswahrscheinlichkeit. Tritt er ein, liegt das Risiko einer Unterdeckung bei 92 Prozent.

Zur Methodik

Der Rechnung liegen die Wintermitteltemperaturen des Deutschen Wetterdienstes von 1977 bis 2026 und die Oktobermittel von 1991 bis 2025 zugrunde. Aus beiden Reihen wird der Erwärmungstrend entfernt; die verbleibende Streuung liefert die Bandbreite möglicher Herbste und Winter. Jeder der 10.000 simulierten Verläufe erhält daraus einen Tagesgang über 200 Tage, aus dem sich über die Heizgradtage die Gasnachfrage ergibt. Die Nachfragefunktion ist auf den Jahresverbrauch 2025 von 864 Terawattstunden und das Januarmittel von 3,9 Terawattstunden am Tag kalibriert. Dagegen stehen Pipelineimporte, Flüssiggas, Inlandsförderung, die Exporte nach Österreich und Tschechien sowie die mit sinkendem Füllstand fallende Ausspeicherleistung der Speicher. Der Füllstand am 1. November ist kein gesetzter Wert, sondern Ergebnis des Einspeicherpfads ab dem 13. September. Eine Mangellage liegt vor, wenn der Bedarf an mindestens einem Tag nicht aus Importen, Speicherentnahme und kurzfristiger Systemflexibilität gedeckt werden kann. Preis- und Nachfragereaktionen sind nicht abgebildet; die Rechnung ist an dieser Stelle bewusst vorsichtig.

Zum Autor von Studie und Artikel: Christian Muschick ist der Eigentümer der Alexandriner Holding und Herausgeber von  kronshagen.news. Er ist diplomierter Volkswirt und hält einen M.Sc. Finance der Frankfurt School in deren Curriculum ein besonderer Fokus auf Optionstheorie und die Bewertung strukturierter Prozesse auch mit Hilfe von Monte Carlo Analysen lag. Er beobachtet den Europäischen Gasmarkt aus geschäftlichem Interesse täglich.

Quellen

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